电力设备状态监测技术的应用和思考

何君霞

（天津石油化工公司装备研究院，天津 300271）

1 引言

装备研究院多年来一直从事红外热成像技术在带电设备运行状态检测与分析中应用的研究工作、电能质量检测技术的研究工作，在电气设备运行状态监测、电网电能质量检测与分析等方面积累了较丰富的经验。2010年6月前，热能技术研究室一直兼做部分电气业务。随着电力设备状态监测技术的发展和装置长周期运行对安全供电可靠性要求的不断提高，电力设备状态监测越来越重要，企业对电力设备状态监测更多手段的需求越来越迫切。

为强化电气仪表技术，公司于2010年6月在装备研究院增设电仪技术研究室，明确电仪业务从热能技术业务分离出来，专门负责电气仪表设备管理的技术支持工作和技术开发工作，跟踪技术发展动态，开展电力设备运行状态监测分析等工作。

2 必要性

电力设备在运行中经受电的、热的、机械的负荷作用，以及自然环境（气温、气压、湿度以及污秽等）的影响，长期工作会引起老化、疲劳、磨损，以致性能逐渐下降，可靠性逐渐降低。设备的绝缘材料在高电压、高温度的长期作用下，成分、结构发生变化，介质损耗增大，绝缘性能下降，最终导致绝缘性能的破坏；工作在大气中的绝缘子还受环境污秽的影响，表面绝缘性能下降，从而引起沿表面放电故障。设备的导电材料在长期热负荷作用下，会被氧化、腐蚀，使电阻、接触电阻增大，或机械强度下降，逐渐丧失原有工作性能。这些变化（称为劣化）的过程一般是缓慢的渐变的过程。随着设备运行期增长，性能逐渐下降，可靠性逐渐下降，设备故障率逐渐增大，可能危及系统的安全运行，必须对这些设备的运行状态进行监测。

电力设备状态监测是对运行状态下的电力设备直接进行的检测。检测既不影响系统正常的运行，又能直接反映运行中的设备状态，比停止运行时进行的离线检测更为有效、及时和可靠。

3 发展简况

电力设备状态监测的传统方法是经常性的人工巡视与定期预防性检修、试验。设备在运行中由值班人员经常巡视，凭外观现象、指示仪表等进行判断，发现可能的异常，避免事故发生；此外，定期对设备实行停止运行的例行检查，做预防性绝缘试验和机械动作试验，对结构缺陷及时做出处理等。这种经常巡视与定期检修的制度对于电力设备的安全运行起了重要的保证作用。

随着传感技术与计算机技术的发展，电力设备的状态监测方法向着自动化、智能化的方向发展，设备的定期检修制度向着预警式检修制度发展。电力设备状态的监测涉及面广，大量的非电参量（热学、力学、化学参量等）需要各种相应的传感器，传感技术的发展为此提供了可能。随着实用传感元件的出现，装备各种传感器的具有状态监测功能的新型电力设备是构成自动化的电力系统的基础。微电子技术与计算机技术的发展，为传感器信号的记录、处理与判断提供了有力的工具。

4 实践

电仪技术研究室目前的主要监测设备：美国Flir公司 T330红外热像仪，美国 FLUKE公司 1650、434UNI电能质量分析仪，意大利 TECHIMP公司PDCheck在线局部放电监测系统，具备电气仪表设备红外成像分析、电能质量分析和电气设备局部放电检测分析等能力。

2010年四季度，电仪室完成红外成像检测 5223余台（点）次，发现危急缺陷2处、严重缺陷2处、一般缺陷10处（疑似严重缺陷3处）、疑似缺陷2处；完成电能检测回路110条，检测过程中发现回路断线及接线错误等4处；完成一个变电所的局部放电检测，未发现问题。以上发现的问题已及时向作业部进行通报，能马上停电处理的已消除缺陷；不能马上停电处理的作业部已加强监测，择机安排处理。

4.1 红外成像应用案例简介1

电力系统是电气设备、导体、绝缘体的有序组合，系统的接头成千上万，如此众多的接头是系统故障的源头。由于某些连接处的松动、接触不良、受潮、氧化、生锈、材质变化等多种因素的作用，引起连接处接触电阻增大，电流增加，那些薄弱环节就会产生过热现象。而热像仪正是利用物体温度不同而成像的仪器，因此采用热像仪来检测电力设备、线路温度变化情况是最有效的手段。

2010年12月9日，在对炼油部新110kV站电气设备进行红外成像检测时发现，4#主变压器110kV侧 B相瓷瓶上部温度异常升高，最高温度19.1℃，正常相温度为5.4℃，室外环境温度4℃，经计算相对温差为 90.7%，属于严重缺陷（相对温差在80%～95%为严重缺陷）。

经过红外图像分析，温度较高点位于接线柱的下部，判断为瓷瓶套管内部接触不良所致。由于故障点发生在高压设备内部，且不属于日常巡检检查位置，所以故障不易被发现。当时生产装置处于满负荷运行状态，设备负荷电流较大，当系统运行发生变化时，如果 4#主变带炼油新区全部负荷运行时，就会使故障点温度上升加剧，使接触不良处氧化加剧，造成恶性循环，最终导致故障点处绝缘破坏，引起变压器停运，新区供电中断，造成大面积非计划停车，从而对公司的经济效益造成巨大影响。

另外，由于故障部位的特殊性，需要联系变压器厂家处理，准备检修方案并做许多前期准备工作，处理时间较长，如不及时发现，等到变压器故障时才发现处理，一方面会造成系统电源波动，影响装置正常生产，另一方面会造成新区单变压器运行时间较长。系统电源在冬季及春季存在的很多不稳定因素，极大地增加了装置的运行风险。

处理建议：立即通知炼油部，马上联系变压器厂家处理，处理之前要求做好日常重点监测，随时掌握温升变化，严格控制运行方式变化，控制负荷分配，避免故障部位加剧恶化。

图1 炼油部110kV站4#变压器B相

4.2 红外成像应用案例简介2

2010年12月21日，在对炼油部老区轻油变电所进行电气设备红外成像检测时，发现轻油低压间13#泵出线母排B相，最高温度达到130℃，与正常相温差达到 114.1℃，依据“DL/T664-2008带电设备红外诊断应用规范”确定为危急缺陷。

从红外图像分析，温度最高点位于母排与出线电缆连接处，为连接螺栓松动所致。该部位处于开关柜底部，且受安装导轨遮挡，不易被发现。由于该处温度已达 130℃，存在重大安全隐患，设备随时可能发生短路崩烧，造成事故。设备发生短路崩烧，一方面造成设备本身损坏，影响本回路供电，另一方面造成系统波动，影响炼油部油品储运系统的正常运行。

处理建议：立即通知炼油部，马上进行了停电处理，避免了一起电气设备崩烧事故的发生，从而避免了由此引发的次生事故，以及造成装置波动带来的经济损失。

图2 炼油部轻油变电所13#泵B相

4.3 电能质量检测应用简介3

三相电力系统质量分析仪直接采集运行设备的三相电压和电流，监测电压、电流波形、频率和功率数据及趋势，可查找、预测、预防配电系统存在的问题，是三相电力系统维修或检测必不可少的工具。

2010年12月8日，在炼油部重油变电所进行检测时，发现重油 1#进线重 311的 A、B、C三相电流分别为900A、200A、200A；重油2#进线重312的A、B、C三相电流分别为1430A、240A、240A（因实际电流变比为检测变比的10倍，故实际电流为图3中检测电流的10倍）。

图3 重312电压/电流/频率

图4 电压、电流不平衡

分析：针对此异常现象，检测人员对重油 2#进线的负荷情况进行了简单统计，发现重油变电所运行的大负荷基本为电动机，负荷电流与B相和C相电流显示基本相符。因此，从电流值上分析，两段A相电流异常偏大，不属于正常的负荷不平衡（图4电流不平衡为111%），应该是电流互感器问题或系统接线错误。

处理建议：检测人员立即通知电气车间班组及车间技术人员，两段A相电流异常偏大，需尽快查线，更正系统接线错误，避免事故发生。

此现象对于电气运行来说，是个重大隐患。尤其是重油2#进线，当日A相电流显示已达1430A，在此负荷基础上，如果再有大电动机起动或电网波动，就极易造成继电保护误动，造成重油2#进线误停，Ⅱ段负荷全部停电，油品储运系统的生产波动，影响装置正常生产。

4.4 电能质量检测应用案例简介4

安全环保部新建职防楼2#配电柜负荷不大，却多次越级跳闸，电工怀疑电流谐波过大引起。电工采取临时措施，由1#配电柜的配出为2#配电柜进行供电，结果从未出现跳闸现象。2011年1月5日，对 2#配电柜进行电能质量检测。有功功率为16.44kW、视在功率为20.38kVA、无功功率为容性4.02kVAR、功率因数为0.81。总谐波电流畸变率为77.6%左右，3次、5次、7次、11次谐波电压含有率分别为4.3%、61.8%、43.6%、14.2%左右，5次、7次谐波含量较高，电流畸变明显。

图5 功率和电能

图6 电压、电流、频率

图7 电流谐波

图8 三相电流波形

根据记录分析：2#配电柜负荷由1#配电柜配出供电，配出开关容量125A，1#、2#配电柜进线开关容量400A。由于所带负荷多为变频空调，谐波电流较大属正常现象，但因目前负荷电流（rms）只有三十几安培，125A的配出开关容量也已足够，且目前运行方式下并未出现越级跳闸现象，越级跳闸原因应与电能质量无关。

处理建议：检查2#配电柜进线电缆是否存在缺陷；检查2#配电柜的上级配出开关保护配置是否存在问题；更换2#配电柜的上级配出开关。

4.5 局部放电检测应用简介4

局部放电监测设备从传感器中取得的局放信号与低频同步信号都通过同轴电缆传入主机。主机对数据进行初步处理，提取波形特征，并通过光纤、光电传感器与便携式电脑的USB口通信，将特征传到电脑，再用专门的软件进行分类、分离及放电模式的识别。

图9和图10是经仪器检测的图谱，图11为信号分离后的分类图谱。从分类图谱上看，信号全是随机杂散的脉冲噪声信号，没有局部放电现象。目前所检测设备并没有发现局部放电现象，在此无案例可描述，仅提供检测画面及信号分离后的分类图谱。

图9 局部放电图谱

图10 局部放电特征图谱

图11 信号分离后的分类图谱

4.6 应用小结

维修体制分为事后维修、计划维修（维修不足、维修过剩）和状态维修（预知维修）。其中状态维修是目前最理想的维修方式。而状态监测是实现状态维修的基础和前提，它以状态监测与诊断技术为基础，实现按需维修，保证设备安全运行、提高设备可靠性、防止事故发生。

采用监测诊断技术，经济效益十分明显。能减少突发性事故，提高设备的安全可靠性；提高设备的可用率，降低设备强迫停运率；降低维修费用、寿命周期费用；延长设备寿命。

5 思考

5.1 状态监测与状态检修的关系

目前，高压电气设备的检修仍采用定期检修，定期检修存在两方面的不足：一是设备存在着潜在的不安全因素时，因未到检修期限而不能及时排除隐患；二是设备状态良好，但已到检修时间，就必须检修。检修时又缺少以往设备运行的状态记录，要检修的内容不明确，存在很大的盲目性，造成人力、物力和时间的浪费，检修效果也不好。状态检修是根据设备的运行状况进行检修，因此状态检修的前提是必须要做好状态检测。状态检测有两个主要的优点：一是能够及时发现设备缺陷，做到防患于未然；二是为电气主设备的运行管理提供方便，为检修提供可靠的依据，减少人力、物力和时间的浪费，从而提高检修效率。由此可见，状态检测是状态检修的必要手段。

5.2 状态监测分析诊断的难点

由于运行设备一般处于工业环境，各种干扰不可避免，传感信号往往掺杂着干扰信号，因此测量信号的处理、判断是十分重要的，而对于设备状态的判断，往往需要多方面信号的综合判断。对于各种不同设备，需要特定的处理与判断程序，这种程序是通过计算机系统完成的，通常是一种专家系统。状态监测必须采取专家系统与人工识别双管齐下，才能做出正确的分析诊断，而人工识别则需要大量长期的工作经验。

5.3 重要设备状态监测的困难

状态监测的问题已经讨论了好几年，很多科研单位都投入了极大的热情，攻克了许多技术难题，电力系统也投入了许多资金进行尝试，但成效并不显著。目前，搞状态监测的主体仍是科研机构，试验场地是电力系统。实际上状态监测也是高压电气设备应该具备的基本的监测措施，设备制造厂应该是状态监测研制和生产的主体。电力系统可以根据运行的需要提出合理的要求，设备制造厂满足其要求的标准即可。设备制造厂作为状态监测实践的主体有两方面的优势：一是对设备熟悉，清楚设备的那些参数应该进行检测；二是设备制造厂可以在设备出厂之前，将状态监测装置安装调试好。避免了现场改造安装时，设备的重复拆装所造成的浪费。而且在设备制造成形以后，有些重要的检测元件很难再加装进去。因此，设备制造厂作为状态监测的主体可以大大降低状态监测的费用，将状态监测的项目做得更加完善，安装结构更加合理，起到事半功倍的效果。

但是，我们目前所有的设备已经在现场投运，没有增加监测元件的可能。因此，在今后设备谈判、订货阶段如果加以考虑的话，应该是可以实现的。

6 下一步工作

鉴于以往状态监测发现的隐患对安全供电的不利影响，针对下一步工作，将在现有业务基础上，充分利用现有监测设备，并力争拓展新的课题，开发新的业务。

6.1 红外检测

全公司重要电气、仪表设备的发热检测。计划每年一次。根据需要，对重点设备加强检测频次。

6.2 局部放电

全公司密闭式开关设备、变压器、电缆等的局部放电检测。计划每年一次。

6.3 其他

积极开发和拓展其他检测技术的开发工作，如电机回路检测，电缆故障检测等。

7 结论

经过近半年状态监测工作的实践，我们深刻体会到积极引进、深入学习和推广应用电力设备状态监测技术，有利于及时发现设备的潜在性运行隐患，采取有效防控措施降低事故发生的概率；有利于科学地进行检修需求决策，合理安排检修项目、检修时间和检修工期，有效降低检修成本，提高设备可用性；有利于在电力企业中营造科学决策、改革创新的氛围，为增强企业的综合竞争力提供保障。

电力设备状态监测的目的是采用有效的检测手段和分析诊断技术，及时、准确地掌握设备运行状态，保证设备的安全、可靠和经济运行。电仪技术研究室的目标是能够协助公司设备管理部门做好电气仪表技术管理；通过电气设备以及仪表与控制系统运行状态的分析，为电力设备与仪表及控制系统安全运行提供技术支持；持续开展新技术开发与应用的研究。

[1] 王风雷.电力设备状态监测新技术应用案例精选.北京:中国电力出版社,2009.